Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und -Speicherung (CCS) innerhalb des Forschungsprojekts TF_Energiewende - Forschungszentrum Jülich GmbH | ...
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Forschungszentrum Jülich GmbH | 15. Dezember 2017
Technologiebericht
2.3 CO2-Abscheidung
und -Speicherung (CCS)
innerhalb des Forschungsprojekts
TF_Energiewende
Dr. Peter Markewitz
Dr. Li Zhao
Dr. Martin RobiniusTechnologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
Disclaimer:
Das diesem Bericht zugrunde liegende Forschungsvorhaben wurde mit Mitteln des
Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie unter dem Förderkennzeichen
03ET4036A-C durchgeführt. Die Verantwortung für den Inhalt dieses Berichts liegt
bei den Autoren und Autorinnen.
Bitte den Bericht folgendermaßen zitieren:
Markewitz, P.; Zhao, L.; Robinius, M. (2017): Technologiebericht 2.3 CO2-
Abscheidung und Speicherung (CCS). In: Wuppertal Institut, ISI, IZES (Hrsg.):
Technologien für die Energiewende. Teilbericht 2 an das Bundesministerium für
Wirtschaft und Energie (BMWi). Wuppertal, Karlsruhe, Saarbrücken.
Hinweis:
Die multi-kriterielle Bewertung und generell die Erstellung dieses Berichts basiert
auf den Vorgaben, die in Teilbericht 1 beschrieben sind:
Viebahn, P.; Kobiela, G.; Soukup, O.; Wietschel, M.; Hirzel, S.; Horst, J.; Hildebrand,
J. (2017): Technologien für die Energiewende. Teilbericht 1 (Kriterienraster zur Be-
wertung der Technologien innerhalb des Forschungsprojekts TF_Energiewende) an
das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi). Wuppertal Institut,
Fraunhofer ISI, IZES: Wuppertal, Karlsruhe, Saarbrücken.
Kontakt:
Dr. Peter Markewitz
Tel.: +49 2461 / 61 – 6119
Fax: +49 2461 / 61 – 6695
E-Mail: p.markewitz@fz-juelich.de
Forschungszentrum Jülich GmbH
Institut für Elektrochemische Verfahrenstechnik (IEK-3)
Wilhelm-Johnen-Straße
52425 Jülich
Review durch:
Dietmar Schüwer (Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie gGmbH)
2 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis 3
Verzeichnis von Abkürzungen, Einheiten und Symbolen 4
Tabellenverzeichnis 5
Zusammenfassung (Steckbrief) 6
1 Beschreibung des Technologiefeldes CCS 8
1.1 Einleitung 8
1.2 Post-Combustion Verfahren 9
1.3 Oxyfuel-Verfahren 10
1.4 Pre-Combustion Verfahren 12
1.5 Stand der großskaligen Nutzung von CO2-Abtrennung 13
1.6 Exkurs: CO2-Abscheidung für die Biogasaufbereitung 15
1.7 Exkurs: Bioethanolherstellung 16
1.8 Entwicklungsbedarf für CO2-Abscheidung 17
1.8.1 Kraftwerksanwendungen: Chemische Wäsche 17
1.8.2 Kraftwerksanwendungen: Oxyfuel 17
1.8.3 Kraftwerksanwendungen: Pre-Combustion 18
1.8.4 Industrieanwendungen 18
1.9 CO2-Transport 23
1.10 CO2-Speicherung 23
2 Relevanz öffentlicher Förderung 25
2.1 Kriterium 1: Vorlaufzeiten 25
2.2 Kriterium 2: Forschungs- und Entwicklungsrisiken (technisch,
wirtschaftlich, rohstoffseitig) 26
3 Detaillierte Bewertung des Technologiefeldes 29
3.1 Kriterium 3: Marktpotenziale 29
3.2 Kriterium 4: Beitrag zu Klimazielen und weiteren Emissionszielen 32
3.3 Kriterium 5: Beitrag zur Energie- und Ressourceneffizienz 33
3.4 Kriterium 6: Kosteneffizienz 33
3.5 Kriterium 7: Inländische Wertschöpfung 33
3.6 Kriterium 8: Stand und Trends von F&E im internationalen
Vergleich 34
3.7 Kriterium 9: Gesellschaftliche Akzeptanz 35
3.8 Kriterium 10: Unternehmerisch-technische Pfadabhängigkeit und
Reaktionsfähigkeit 37
3.9 Kriterium 11: Abhängigkeit von Infrastrukturen 38
3.10 Kriterium 12: Systemkompatibilität 38
4 F&E-Empfehlungen für die öffentliche Hand 40
4.1 CO2-Abscheidung für den Kraftwerkseinsatz 40
4.2 CO2-Abscheidung für den Einsatz in der Industrie 41
4.3 CO2-Speicher 42
Literaturverzeichnis 43
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 3Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
Verzeichnis von Abkürzungen, Einheiten und Symbolen
Abkürzungen
ACTL Alberta Carbon Trunk Line
AUGE BMBF Projekt: Auswertung der Geotechnologien Projekte
BAU Business as Usual
BGR Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe
BHKW Blockheizkraftwerk
BMBF Bundesministerium für Bildung und Forschung
BMUB Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit
CCS Carbon Capture and Storage
COORETEC BMWi Forschungsinitiative CO2 Reduktionstechnologien
DE Deutschland
EGR Enhanced Gas Recovery
EOR Enhanced Oil Recovery
ETP Energy Technology Perspectives
GP Greenpeace
IEA Internationale Energie Agentur
IGCC Integrated Gasification Combined Cycle
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change
KSpG Kohlendioxidspeichergesetz
REA Rauchgasentschwefelungsanlage
SNG Synthetic Natural Gas
TRL Technology Readiness Level
VGB Fachverband für die Erzeugung und Speicherung von Strom und Wärme
WEC World Energy Council
Einheiten und Symbole
% Prozent
€ Euro
°C Grad Celsius
%Vol. Volumenprozent
CO Kohlenmonoxid
CO2 Kohlendioxid
H2 Wasserstoff
H2S Schwefelwassertoff
Mio. Millionen
MWel Megawatt elektrisch
MWth Megawatt thermisch
Mt Megatonnen
4 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Tabellenverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Tab. 1-1 Großtechnische Industrieanwendungen für CO2-Abscheidung ------------------------------------------- 14
Tab. 1-2 Großtechnische Kraftwerksanwendungen für CO2 Abscheidung ---------------------------------------- 15
Tab. 1-3 Prinzipiell geeignete CO2-Abscheideverfahren für ausgewählte Industrieprozesse ----------------- 22
Tab. 2-1 Vorlaufzeiten bis zur Kommerzialisierung von Technologiefeld CCS ----------------------------------- 25
Tab. 2-2 Aktuelles Entwicklungsstadium des Technologiefeldes CCS --------------------------------------------- 26
Tab. 2-3 Bewertung technischer und wirtschaftlicher Forschungs- und Entwicklungsrisiken
in Zusammenhang mit Technologiefeld CCS ------------------------------------------------------------------ 28
Tab. 3-1 Analyse des globalen Marktpotenzials in TWh für das Technologiefeld CCS
(fossilbasierte Stromerzeugung in CCS-Kraftwerken) ------------------------------------------------------- 30
Tab. 3-2 Analyse des globalen Marktpotenzials in GW für das Technologiefeld CCS
(fossilbasierte Kraftwerkskapazität mit CCS) ------------------------------------------------------------------ 30
Tab. 3-3 Nationale CO2-Emissionen (Mio. t) ausgewählter Industriebranchen im Jahr 2014 ----------------- 32
Tab. 3-4 Öffentliche F&E-Budgets für CCS im internationalen Vergleich in Mio. € ------------------------------ 34
Tab. 3-5 Bewertungsraster für die Akzeptanz von CCS zum Status Quo in Deutschland
(2015) -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 36
Tab. 3-6 Indikatoren zur Bewertung der Pfadabhängigkeit und Reaktionszeit des
Technologiefeldes Kraftwerke mit CCS ------------------------------------------------------------------------- 37
Tab. 3-7 Abhängigkeit des Technologiefeldes CCS von Infrastrukturen ------------------------------------------- 38
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 5Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
Zusammenfassung (Steckbrief)
Technologiefeld Nr. 2.3
CO2-Abscheidung und -Speicherung (CCS)
A) Beschreibung des Technologiefeldes und F&E-Bedarf
Beschreibung des Technologiefeldes
Technologiefeld bestehend aus 3 zentralen Technologiegruppen:
– CO2-Abscheidung
– CO2-Transport
– CO2-Speicherung
Technologische Reife:
– CO2-Abscheidung (Kraftwerke): Demonstration (TRL=7) (1 größere Anlage weltweit, Kohlekraftwerk
Boundary Dam)
– CO2-Abscheidung (Industrieprozesse): Technologieentwicklung (TRL=2-4)
– CO2-Transport: TRL=9
– CO2-Speicher (weltweit): Demonstration (TRL=8) (mehrere Großprojekte Sleipner, In Salah etc.)
(national): Demonstration (TRL=6) (1 abgeschlossenes Projekt: Ketzin)
Kritische Komponenten:
– Industrie: Abhängig vom jeweiligen Prozess (z. B. Oxyfuel bei der Zementklinkerherstellung: Falschluft-
eintrag)
– Kohlekraftwerk: Post-combustion (Absorber, Desorber, REA, Prozessintegration) Oxyfuel (Brenner, Feue-
rungsraum, Prozessintegration), Flexibilitätseigenschaften derzeit unbekannt
Entwicklungsziele
– Kohlegefeuerte Kraftwerke (national): Derzeit ist kein weiterer Neubau von Kohlekraftwerken geplant. Bei
evtl. Nachrüstung von Bestandskraftwerken: Post-combustion Konzepte
– Kohlegefeuerte Kraftwerke (international): Post-combustion Konzepte (Neubau und Bestand)
– Industrie: Identifizieren und Auswahl von Abscheidetechniken für ausgewählte Prozesse Konzepterstellung
und Versuchsanlagen, Konzepte für die Nachrüstung von Bestandsanlagen
Technologie-Entwicklung
Marktpotenzial
National (2050) International (2050), 2° C Ziel
3)
Stromerzeugung Keine Angabe verfügbar 4.814 TWh ~ 70 % der gesamten
fossil basierten Stromerzeugung,
2)
CO2-Einsparung von 3,45 Mrd. t
1)
Industrieprozesse CO2-Abscheidung: 56 Mio. t Ca. 1,7 Mrd t CO2-Einsparung
2)
durch den Einsatz von CCS
1) 2) 3)
Nationales 95 % Szenario, IEA ETP 2DS Szenario, Alle aktuellen nationalen Szenarien schließen den Einsatz von
CCS aus.
F&E-Bedarf
Industrieprozesse: Systematische und konzeptionelle Aufarbeitung möglicher Abscheideverfahren, Bewertung
konkurrierender Optionen (Neuanlagen) im Vergleich zur Abscheidung, Analyse von Abgasströmen (z. B. CO2-
Reinheiten), CO2-Aufbereitung, Entwicklung möglicher Transport- und Versorgungskonzepte vor dem Hinter-
grund einer CO2 Nutzung, Akzeptanzuntersuchungen zum Einsatz von CO2-Abscheidung und einer möglichen
CO2 Speicherung: Speichererkundungsmethoden, Verfahren zur Speicherüberwachung etc.
6 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Zusammenfassung (Steckbrief)
B) Multikriterielle Bewertung
Beitrag zu Klimazielen und weiteren Emissionsminderungszielen
– Einsatz von Abscheidetechnik in Industrieprozessen
– Evtl. Nachrüstung von Kohlekraftwerken (Bestandsanlagen) mit CO2-Abscheidung
(jeweiliger Beitrag derzeit nicht abschätzbar)
Kosteneffizienz
Spezifische Vermeidungskosten (Bandbreiten): Zement: 28 bis 140 €/t CO2, Eisen- und Stahlherstellung: ca. 30
€/t CO2, Raffinerie: 29-60 €/t CO2, Kohlekraftwerke: 30-70 €/t CO2
Inländische Wertschöpfung
Anteil der Branchen Mineralölverarbeitung, Zement-/Kalkherstellung, Eisen- und Stahl an der gesamten Brut-
towertschöpfung (2013: 507 Mrd. €): ca. 8,3 %. Für die Wertschöpfung nur durch CCS liegen keine Zahlen vor.
Stand und Trends von F&E im internationalen Vergleich
– Industrieprozesse: Einsatz hauptsächlich in der Düngemittelherstellung und Erdgasaufbereitung, Weltweit:
jeweils eine Demoanlage in der Stahl- und Eisenherstellung sowie im Raffineriebereich
– Kraftwerke: Viele kleinere Versuchsanlagen, lediglich weltweit eine großtechnische Anlage (Kohlekraftwerk
Boundary Dam Kanada 139 MW), weitere Versuchsanlagen sollen 2017 in Betrieb gehen (USA: Petra Nova,
Kemper)
– CO2-Speicherung: Prinzipielle Machbarkeit wurde bzw. wird erfolgreich demonstriert, wie z. B. Ketzin (abge-
schlossen), Sleipner, In Salah etc. International: Viele F&E Speicherprojekte
– CO2-Transport: kommerziell verfügbar, weltweit keine signifikanten F&E Aktivitäten
Öffentliche F&E Aufwendungen für CCS in Deutschland sind im Ländervergleich sehr niedrig. Hauptakteure der
letzten Jahre: USA, Norwegen, Kanada, Australien und Japan (mit Hauptfokus auf CCS für Kraftwerke und
Speicherung).
Gesellschaftliche Akzeptanz
– Sehr geringe sozialpolitische Akzeptanz (für CO2-Speicherung und CO2-Transport), gesetzlicher Rahmen
(KSpG) erlaubt derzeit keine großskalige Speicherung von CO2.
– Keine Marktakzeptanz: Zu leistende Mehrinvestitionen bzw. spezifische Abscheidekosten lassen sich mit den
derzeit niedrigen Preisen für Emissionszertifikate nicht erlösen.
Unternehmerisch-technische Pfadabhängigkeit und Reaktionsfähigkeit
– Pfadabhängigkeit korreliert mit den Lebensdauern von Industrieprozessen und Kraftwerken. Kommerzielle
Verfügbarkeit nicht vor 2030.
Abhängigkeit von Infrastrukturen
Aufbau neuer Infrastrukturen: CO2-Pipelines, CO2-Speicher (entfällt ggfs. wenn CO2 stofflich genutzt wird)
Systemkompatibilität
– Erwartet wird zukünftig ein starker Rückgang der Kohleverstromung; eine Vielzahl der heutigen Kohlekraft-
werke weist ein relativ hohes Alter auf, rechtliche Voraussetzungen für eine großskalige CO2-Speicherung
fehlen: Einsatz von CCS für den Kraftwerkseinsatz ist unwahrscheinlich.
– Industrie: CO2-Abscheidung als Option wenn CO2 anderweitig (z. B. PtX) genutzt werden kann oder geologi-
sche Langzeitspeicherung möglich ist.
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 7Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
1 Beschreibung des Technologiefeldes CCS
1.1 Einleitung
Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA 2015) wurden im Jahr 2013
etwa 42,5 % der gesamten weltweiten CO2-Emissionen durch fossil gefeuerte Kraft-
werke emittiert. Der Anteil der durch Industrieaktivitäten verursachten CO2-Emis-
sionen betrug etwa 25 % (IEA 2016b; Trudeau 2011), wobei es sich zu einem großen
Teil um große Punktquellen handelt. Für das Erreichen ambitionierter Klimaschutz-
ziele (< 2 °C –Ziel) wird dem Einsatz von CCS in manchen globalen Projektionen ei-
ne große Bedeutung zugemessen (IEA 2016b). Auch der IPCC (IPCC 2014) wertet die
CCS-Technologie als eine der entscheidenden Schlüsseltechnologien, um ambitio-
nierte Klimagasreduktionsziele zu erreichen. Hingegen wird in mehreren Studien
von Greenpeace (Greenpeace International, Global Wind Energy Council,
SolarPowerEurope 2015) davon ausgegangen, dass ein Erreichen ambitionierter Zie-
le auch ohne den Einsatz von CCS-Technologien möglich ist.
Der Einsatz von CO2-Abscheideverfahren ist sowohl in fossil gefeuerten Kraftwerken
als auch in Industrieprozessen (Stahl, Zement, Raffinerien) denkbar und könnte eine
signifikante Minderung der CO2-Emissionen ermöglichen. In einigen Industriepro-
zessen (z. B. Ammoniakherstellung, Erdgasaufbereitung) wird die Abscheidung von
CO2-Emissionen schon heute großtechnisch praktiziert. In den emissionsintensiven
Prozessen (z. B. Kraftwerke) fallen bei einer CO2-Abscheidung erhebliche CO2-
Mengen an, die es zu speichern gilt. Der CO2-Transport vom Emittenten zum Spei-
cherstandort erfordert in solchen Fällen eine CO2-Pipelineinfrastruktur.
Für die Abtrennung von Kohlendioxid aus Gasgemischen bieten sich eine Vielzahl
von Verfahren an; das Spektrum reicht von der Absorption und Adsorption über kry-
ogene Trennung und Membranen bis hin zu biologischen Verfahren (COORETEC
2003; Göttlicher 1999; Metz et al. 2005). Im Hinblick auf einen Kraftwerkseinsatz
werden weltweit drei Techniklinien favorisiert, die in den nachfolgenden Ausführun-
gen im Fokus stehen. Auf sonstige Verfahren sowie Weiterentwicklungen dieser Ver-
fahren, mit deren Einsatz erst langfristig zu rechnen ist, wird im Folgenden nur kurz
eingegangen. Ausführliche Beschreibungen der CCS-Techniklinien finden sich in
Fischedick et al. (2015), Markewitz und Bongartz (2012), Stolten und Scherer (2011)
und Wietschel et al. (2010). Darüber hinaus ist auf einen zusammenfassenden Be-
richt (IEA 2016a) der Internationalen Energieagentur (IEA) zu verweisen, der einen
Überblick über die weltweiten CCS-F&E-Aktivitäten der letzten 20 Jahre gibt.
Die derzeit intensiv diskutierten Verfahrensvarianten werden im Folgenden kurz
skizziert. Die nachfolgende Beschreibung der Techniklinien orientiert sich an einem
möglichen CCS-Einsatz in Kraftwerken, da die meisten der weltweit durchgeführten
F&E-Arbeiten in der Vergangenheit und auch aktuell sich auf den Einsatz von CO2-
Abscheideverfahren für Kraftwerksanwendungen fokussieren. Im Rahmen dieses Be-
richtes wird darauf eingegangen, inwieweit die Abscheidemöglichkeiten auch auf In-
dustrieprozesse anwendbar sind. Die Möglichkeiten einer CO2-Abscheidung lassen
sich wie folgt kategorisieren (Metz et al. 2005):
8 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Beschreibung des Technologiefeldes CCS
n Post-Combustion: CO2-Abtrennung aus dem Rauchgasstrom
n Oxyfuel: CO2-Aufkonzentration im Rauchgas durch eine sauerstoffgeblasene Ver-
brennung
n Pre-Combustion: CO2-Abtrennung aus dem reformierten Synthesegas einer Ver-
gasungsanlage
1.2 Post-Combustion Verfahren
Wird die CO2-Abtrennung nach dem eigentlichen Verbrennungsprozess inklusive der
nachgeschalteten Rauchgasreinigungssysteme (Staubfilter, REA, DENOX) vorge-
nommen, spricht man von Post-Combustion-Verfahren. Die aus heutiger Sicht aus-
sichtsreichsten Verfahren sind die chemischen Absorptionsverfahren. Als mögliche
Lösungsmittel kommen aminbasierte, ammoniakhaltige sowie alkalihaltige Lösun-
gen in Frage. Mit Hilfe der Lösungsmittel wird das im Rauchgas befindliche CO2 ab-
sorbiert. Das beladene Lösungsmittel wird wiederum mit Hilfe eines Regenerations-
prozesses entfernt. Die Regeneration des Lösungsmittels wird durch einen Tempera-
tur- und/oder Druckwechsel angeregt. Das regenerierte Lösungsmittel wird dem
Kreislauf wieder zugeführt und für einen neuen Abscheidezyklus genutzt. Das abge-
schiedene CO2 wird für den Transport und die anschließende Speicherung konditio-
niert und verdichtet.
Neben den Verfahren der chemischen Absorption sind als weitere Optionen das Car-
bonate-Looping-Verfahren (Prinzip: trockene Sorption) sowie membranbasierte Ver-
fahren (Polymermembranen, organische/anorganische Hybridmembranen) zu nen-
nen. Gegenüber Verfahren mit chemischer Absorption handelt es sich hierbei um
Techniken, mit denen sich weitere Effizienzverbesserungen erreichen lassen. Aller-
dings befinden sich solche innovativen Konzepte noch in einem sehr frühen Entwick-
lungs- bzw. Forschungsstadium. Sie werden daher auch als Post-Combustion der
zweiten Generation bezeichnet, da mit ihrem Einsatz erst langfristig zu rechnen ist.
Die größten Erfahrungen liegen für CO2-Wäschen auf der Basis von Alkanoaminen
(Monoethanolamine) vor, da sie bereits heute schon großtechnisch in einigen Indust-
rieprozessen (z. B. Ammoniakherstellung, Erdgasaufbereitung) eingesetzt werden.
Die Übertragbarkeit auf Kraftwerksprozesse ist derzeit Gegenstand von vielen For-
schungsaktivitäten und wird im Rahmen einiger weniger Großprojekte demonstriert.
Ausführliche Beschreibungen von Post-Combustion Verfahren finden sich in Epple
und Ströhle (2011), Fahlenkamp und Dittmar (2011), Feron und Puxty (2011),
Fischedick et al. (2015), Reijerkerk et al. (2011), Thomsen (2011) und Wietschel et al.
(2010). Der Vorteil der aminbasierten Wäschen besteht z. B. darin, dass sich hohe
CO2-Reinheiten bei hohen Abscheidegraden erzielen lassen. Darüber hinaus ist die
aminbasierte Wäsche das einzige Verfahren, dass auch für die Nachrüstung beste-
hender Kraftwerke geeignet ist.
Stand der Technik
Die folgenden Ausführungen beziehen sich auf aminbasierte Verfahren, da sie aus
heutiger Sicht am vielversprechendsten ist.
Das Rauchgas fossil gefeuerter Kraftwerke besitzt einen CO2-Stoffmengenanteil von
ca. 12 bis 14 % (Kohlekraftwerke) bzw. 3 bis 4 % (Gaskraftwerke) (Metz et al. 2005).
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 9Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
Das Rauchgas hat einen Druck von 1 bar, sodass das CO2 mit einem Partialdruck von
30 bis 140 mbar stark verdünnt ist. Unter diesen Randbedingungen bieten sich ins-
besondere Wäschen auf Basis chemischer Absorption an.
Die Regeneration des beladenen Lösungsmittels erfordert einen hohen energetischen
Aufwand, der zu deutlichen Wirkungsgradeinbußen des Kraftwerksprozesses führt.
Die Wirkungsgradverluste eines Kohlekraftwerkes mit einer aminbasierten Wäsche
liegen zwischen 7 und 13 %-Punkten (Markewitz et al. 2012). Durch den Einsatz neu-
er Waschmittel und effizienterer Packungen in der Absorber- und Desorberkolonne
kann der spezifische Energiebedarf der Regeneration signifikant reduziert werden
(Moser et al. 2013), was zu einer Verringerung der Effizienzverluste führt und eine
Reduzierung der Wirkungsgradeinbuße auf ca. 9 Prozentpunkte ermöglicht.
Zwar ist die aminbasierte CO2-Wäsche ein in der Industrie (z. B. Ammoniakherstel-
lung, Erdgasaufbereitung) erprobtes Verfahren, jedoch steht die großtechnische
Machbarkeit in Kraftwerken noch aus. In zahlreichen kleinen Versuchs- und Pilotan-
lagen wurde die prinzipielle Machbarkeit zur Dekarbonisierung von Kraftwerks-
rauchgasen gezeigt. Die weltweit größten Aminwäschen für den Kraftwerkseinsatz
befinden sich derzeit in den USA (Steinkohlekraftwerk W.A. Parish Power Plant,
240 MW1, ab 2017, Retrofit) sowie in Kanada (Braunkohlekraftwerk Boundary Dam,
139 MW, seit 2014) (Danko 2015). Eine kommerzielle Anwendung in einem Kraft-
werk üblicher Blockgröße gibt es derzeit nicht.
Vorteile des Verfahrens sind nach Markewitz et al. (2012):
n Verfahren findet in anderen chemischen Prozessen kommerziell Anwendung
n Hohes Effizienzoptimierungspotenzial (z. B. optimale Integration in den Kraft-
werksprozess)
n Retrofitting möglich
n Basiskraftwerksprozess bleibt weitgehend unverändert
n Hohe Reinheiten (>99,99 %) bei hohen Abscheidegraden
n Derzeitige Tests im Demomaßstab („learning by doing“)
Nachteile des Verfahrens sind nach Markewitz et al. (2012):
n Hohe Investitionen
n Hoher Wirkungsgradverlust
n Ökologische Auswirkungen (z. B. durch Sprühverluste von Aminen bzw. Folge-
produkten)
n Flexibilitätsgrad der Betriebsweise ist derzeit ungeklärt
1.3 Oxyfuel-Verfahren
Unter der Bezeichnung Oxyfuel wird die Verbrennung von kohlenstoffhaltigen
Brennstoffen mit reinem Sauerstoff verstanden, wodurch eine hohe Aufkonzentrati-
on des Kohlendioxids erreicht wird. Gegenüber heutigen Kohlekraftwerken, bei de-
nen der CO2-Gehalt des Rauchgases etwa 12 bis 15 Vol.- % beträgt, liegt dieser bei
Oxyfuel-Anlagen bei etwa 89 %. Das Rauchgas besteht nach der Rauchgasreinigung
und -wäsche im Wesentlichen aus einem reinen Kohlendioxid-Wasserdampf-
––––
1
Siehe hierzu auch: www.netl.doe.gov/research/coal/project-information/fe0003311
10 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Beschreibung des Technologiefeldes CCS
Gemisch. Durch das Auskondensieren des Wasserdampfes erhält man ein Rauchgas,
das fast nur noch aus CO2 besteht und das nach der Verdichtung zum Speicherstand-
ort transportiert werden kann. Die Bereitstellung von Sauerstoff für den Verbren-
nungsprozess erfolgt mit einer kryogenen Luftzerlegungsanlage, in welcher der Sau-
erstoff der Luft durch Kondensation bei tiefen Temperaturen (Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
weltweit keine Oxyfuel-Demonstrationsanlagen im größeren Maßstab. Auch befinden
sich weltweit keine Großanlagen im Bau noch in der Planung.
Vorteile des Verfahrens für den Kraftwerkseinsatz sind:
n Luftzerlegungsanlagen sind Stand der Technik
n Geringe ökologische Auswirkungen
n Hohes Effizienzverbesserungspotenzial
Nachteile des Verfahrens für den Kraftwerkseinsatz sind:
n Veränderung des Brenners und Kesseldesigns (Feuerraum) erforderlich
n Hohe Kosten
n Eignungstest als Retrofittingoption steht noch aus
n Begrenzte Flexibilität (Lastrampen) der Luftzerlegungsanlage
1.4 Pre-Combustion Verfahren
Das Pre-Combustion Verfahren basiert auf dem Prinzip der physikalischen Absorpti-
on und eignet sich insbesondere für die Verstromung von Kohle in Gas- und Dampf-
turbinen-Kombikraftwerken mit integrierter Kohlevergasung (Integrated Gasificati-
on Combined Cycle, IGCC). Das Synthesegas (Gemisch aus H2 und CO) aus der Koh-
levergasung wird mit Hilfe eines CO-Shifts bei einem Druck von über 20 bar zu ei-
nem Gasgemisch umgewandelt, welches aus H2 und CO2 besteht. Dadurch liegt für
die anschließende CO2-Abtrennung je nach CO-Shift ein CO2-Partialdruck von unge-
fähr 12 bis 20 bar vor (Easac 2013), was sich für den Einsatz eines physikalischen
Absorptionsverfahrens anbietet. Durch die Vergasung mit angereichertem Sauerstoff
sind die Gasvolumenströme im CO-Shift und der CO2-Abtrennung geringer als beim
Post-Combustion Capture. Nachteilig wirkt sich die erhöhte Komplexität des Systems
aus. Weiterhin muss auch für diese Verfahrensfamilie Sauerstoff für die Verga-
sung/Reformierung bereitgestellt werden, was sich in erhöhten Betriebskosten und
höherem Eigenverbrauch der Kraftwerke niederschlägt (Wietschel et al. 2010).
Die konventionelle CO2-Abtrennung erfolgt mittels eines energieintensivem Wasser-
gas-Shift-Reaktor und anschließender physikalischer Absorption, was mit Wirkungs-
gradverlusten von 7 bis 8 %-Punkten (Global CCS Institute 2012) korreliert. Als Ab-
sorptionsmittel werden häufig Methanol im sogenannten Rectisol®-Verfahren oder
eine Mischung der Dimethylether des Polyethylenglycol in der sogenannten Sele-
xol®-Wäsche eingesetzt Walspurger et al. 2011. Durch Integration eines Wassergas-
Shift-Membranreaktors, Prozessoptimierung und Einsatz einer wasserdampfper-
meablen Membran zur Regulierung des Dampfhaushalts könnte der Wirkungsgrad-
verlust theoretisch auf bis zu 3,6 %-Punkte reduziert werden (Schiebahn 2013). Al-
lerdings besteht noch erheblicher Forschungsbedarf. Aktuelle Forschungsschwer-
punkte sind (Global CCS Institute 2012) zu entnehmen.
Stand der Technik
Das Pre-Combustion-Verfahren ist für den IGCC-Kraftwerksprozess konzipiert und
setzt einen kommerziellen Einsatz dieses Basisprozesses voraus. Derzeit befinden
sich weltweit nur insgesamt 10 IGCC-Kraftwerke im Bau oder in Betrieb (siehe Tech-
nologiefeld 2.1: Zentrale Großkraftwerke). Bislang konnte sich die Vergasungstech-
12 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Beschreibung des Technologiefeldes CCS
nologie gegenüber dem Verbrennungsprozess nicht durchsetzen. Kohlekraftwerke
auf Basis der Kohleverbrennung sind weltweit die dominierende Technik. Als we-
sentliche Nachteile von IGCC-Kraftwerken sind hohe Investitionen, hohe Betriebs-
kosten, der hohe Komplexitätsgrad sowie die mangelnde Anlagenverfügbarkeit zu
nennen (siehe Technologiefeld 2.1: Zentrale Großkraftwerke), was insgesamt eine
große Verbreitung dieser Technik bislang wesentlich hemmte.
Das Verfahren der physikalischen Absorption von CO2 wird bereits heute schon in
der Industrie kommerziell eingesetzt. Anwendungsfälle sind die Herstellung von
Ammoniak oder Harnsäure, die Erdgasaufbereitung sowie die Synthesegasherstel-
lung.
Vorteile des Verfahrens für den Kraftwerkseinsatz sind:
n Hohes Effizienzpotenzial
n Möglichkeit zur Polygeneration3 und dadurch Verbesserung der Flexibilität
n Hohe Abscheidegrade
n Industrieller Einsatz von physikalischen Absorptionsverfahren ist Stand der
Technik
Nachteile des Verfahrens für den Kraftwerkseinsatz sind:
n Sehr hohe Kosten
n Unzureichende Erfahrungen mit dem Basisprozess IGCC
n Mangelnde Verfügbarkeit des Basisprozesses
n Flexibilitätseigenschaften sind weitestgehend ungeklärt
n Basisprozess IGCC besitzt eine hohe Komplexität
n Keine Retrofittingoption
1.5 Stand der großskaligen Nutzung von CO2-Abtrennung
Basierend auf Informationen des australischen Global CCS Instituts (Global CCS
Institute 2016, 2017a) wird im Nachfolgenden ein Überblick über den derzeitigen
großtechnischen Einsatz von CCS gegeben. Unter Großprojekten werden Vorhaben
mit einer jährlichen CO2-Abscheidungsmenge von > 800.000 t (Kohlekraftwerke)
bzw. > 400.000 t (Industrieanwendungen, Gaskraftwerke) verstanden. Derzeit exis-
tieren 21 großtechnische Anwendungen mit CO2-Abscheidung, von denen sich aktu-
ell 5 Anlagen im Bau befinden und aller Voraussicht nach in 2017 in Betrieb gehen.
Die Aufbereitung von Erdgas ist derzeit der Hauptanwendungsfall für den Einsatz
von Kohlendioxidabtrennungsverfahren. Insgesamt existieren weltweit 9 große Erd-
gasaufbereitungsanlagen mit einer jährlichen CO2-Abscheidekapazität, die in einer
Bandbreite von 0,8 bis 8,4 Megatonnen (Mt) liegt. Vier der Anlagen befinden sich in
den USA, 2 in Norwegen, jeweils eine Anlage in Brasilien, Saudi Arabien sowie Aust-
ralien. Vier der Anlagen basieren auf dem Verfahren der physikalischen Absorption,
3 Anlagen auf dem Verfahren der chemischen Absorption. Die gesamte jährlich abge-
schiedene CO2-Menge beträgt ca. 25 Mt. In vielen Fällen wird das CO2 für die Förde-
––––
3
Unter Polygeneration wird die Möglichkeit verstanden, aus dem Synthesegas unterschiedliche Produkte
(z. B. Strom, Kraftstoffe, chemische Produkte) herzustellen.
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 13Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
rung von Erdöl (EOR) genutzt. Hinzuweisen ist auf die norwegischen Projekte
Sleipner und Snowhit, bei denen das abgeschiedene CO2 direkt gespeichert wird.
In der nachfolgenden Tabelle sind die derzeit größten Industrieanwendungen für
CCS aufgelistet. Die jährlichen Abscheidemengen liegen in einer Bandbreite von 0,3
und 3 Mt. In vier Anlagen werden Verfahren eingesetzt, die auf der chemischen Ab-
sorption basieren, gefolgt von 3 Projekten, welche die physikalische Absorption nut-
zen. Hauptanwendungen sind die Düngemittelherstellung sowie die Herstellung von
Wasserstoff. Fast alle Anlagen befinden sich in Nordamerika. Wie bei den Erdgasauf-
bereitungsprojekten wird bei allen Anlagen das abgeschiedene CO2 für die Erdölför-
derung genutzt.
Tab. 1-1 Großtechnische Industrieanwendungen für CO2-Abscheidung
Projektname Land Inbetrieb- Anwendung Abscheide- Verfahren
nahme menge [Mt/a]
Enid fertilizer CO2 USA 1982 Düngemittel 0,7 Chemische
EOR project Absorption
Great plains USA 2000 SNG 3 Physikalische
Absorption
Air products USA 2013 H2-Produktion 1 Druckwechsel-
adsorption
Coffeyville Gasifi- USA 2013 Düngemittel 1 Physikalische
cation Absorption
Quest Kanada 2015 H2-Produktion 1 Chemische
Absorption
Abu Dhabi CCS Vereinigte Ara- 2016 Stahl und Eisen 0,8 Chemische
project bische Emirate Absorption
Alberta ACTL Kanada 2017 Düngemittel 0,3-0,6 Chemische
Absorption
Alberta ACTL Kanada 2017 Raffinerie 1,2-1,4 Physikalische
Absorption
Illinois Industrial USA 2017 Ethanolproduktion 1 Fermentierung
CCS
Quelle: Global CCS Institute (2016, 2017a)
14 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Beschreibung des Technologiefeldes CCS
Tab. 1-2 Großtechnische Kraftwerksanwendungen für CO2 Abscheidung
Projektname Land Inbetrieb- Anwendung Abscheide- Verfahren
nahme menge [Mt/a]
Boundary Kanada 2014 Steinkohlekraftwerk, 139 7 Chemische
Dam MW, Post-Combustion Absorption
Petra Nova USA 2017 Braunkohlekraftwerk, 240 3 Chemische
MW, Post-Combustion Absorption
Kemper USA 2017 Braunkohlekraftwerk, 524 3 Physikalische
MW,Pre-Combustion Absorption
Quelle: Global CCS Institute (2016, 2017a)
In den vergangenen 10 Jahren wurden eine Vielzahl von kleineren Pilot- und Ver-
suchsanlagen betrieben, mit denen CO2-Abscheideverfahren für den Kraftwerksein-
satz untersucht wurden und wichtige Erkenntnisse gewonnen werden konnten. Ein
Überblick der derzeit laufenden sowie abgeschlossenen Projekte findet sich in
(Global CCS Institute 2017b). Der großtechnische Einsatz einer aminbasierten Wä-
sche wird derzeit im kanadischen Steinkohlekraftwerk Boundary Dam getestet. In
2017 wurde die CCS-Anlage (ebenfalls aminbasierte Wäsche) des amerikanischen
Braunkohlekraftwerks Parish Power Plant in Betrieb genommen. Mit großer Verzö-
gerung soll in 2017 das amerikanische IGCC-Braunkohlekraftwerk Kemper in Betrieb
genommen werden, bei dem das CCS-Verfahren auf einer physikalischen Absorption
basiert. Bei allen drei Kraftwerksprojekten wird das abgeschiedene CO2 für die Erdöl-
förderung genutzt. Eine kommerzielle Nutzung für übliche Kraftwerksgrößen im Be-
reich von mehreren Hundert Megawatt existiert derzeit nicht.
1.6 Exkurs: CO2-Abscheidung für die Biogasaufbereitung
Nach (Lenz et al. 2016) wurden in Deutschland im Jahr 2015 ca. 183 Biomethananla-
gen mit einer jährlichen Einspeisekapazität von ca. 665 Mio. Nm3 betrieben. Auf-
grund des hohen CO2-Gehaltes des Biogases ist eine Aufbereitung notwendig, bevor
das Gas in das Erdgasnetz eingespeist werden kann. Der CO2-Gehalt des unbehan-
delten Biogases liegt je nach Herkunft in einer Bandbreite von 25 bis 55 % und ist
somit deutlich höher als der von Kraftwerksrauchgasen.
Für die Einspeisung von Biogas in das Niederdruck-Erdgasnetz sind diverse Anfor-
derungen zu erfüllen, die in den einschlägigen Regelwerken (DVGW Arbeitsblätter
G280, G685) vorgeschrieben sind. Dies umfasst u. a. die Einhaltung brenntechni-
scher Kennwerte, eines CO2-Anteiles im aufbereiteten Biogas (maximal 6 %), eines
Sauerstoffanteils (maximal 3 %) sowie eines maximal zulässigen Wassergehaltes. Um
diese Anforderungen erfüllen zu können, ist eine Aufbereitung des erzeugten Bioga-
ses notwendig. Um einen möglichst hohen Methangehalt sowie die geforderten
Grenzwerte einhalten zu können, bedarf es einer verfahrenstechnischen Aufberei-
tung, die auch eine Abscheidung der CO2-Bestandteile des Rohbiogases beinhaltet.
Bei den in heutigen Biomethangasanlagen eingesetzten Verfahren zur Abscheidung
von CO2 handelt es sich im Wesentlichen um Verfahren der Druckwechseladsorption
sowie um Druckwasserwäschen. Aminbasierte Wäschen sowie physikalische Wä-
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 15Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
schen finden demgegenüber weniger Anwendung: Zwar ließen sich mit diesen Wä-
sche-Verfahren die höchsten Methanreinheiten mit äußerst geringen Methanverlus-
ten erreichen, allerdings würde für die Regeneration der beladenen Waschflüssigkeit
Prozesswärme benötigt, die nicht an jedem Anlagenstandort verfügbar ist. Zudem ist
bei der Aminwäsche eine vorgeschaltete Entschwefelung des Biogases notwendig.
Ein weiterer Nachteil ist der notwendige, permanente Austausch degradierter
Waschflüssigkeit, der die Wirtschaftlichkeit negativ beeinflusst. Wesentliche Vorteile
besitzt der Einsatz von Druckwasserwäschen. Die CO2-Beladungskapazität von Was-
ser ist zwar niedriger als die von aminbasierten Flüssigkeiten und benötigt eine grö-
ßere Waschmittelmenge, was wiederum einen erhöhten Pumpaufwand bedeutet. Al-
lerdings kann die Wassermenge durch einen erhöhten Druck (höhere Beladungska-
pazität) verringert werden. Darüber hinaus besitzt Wasser die Eigenschaft, auch an-
dere saure Bestandteile (z. B. H2S) zu lösen, was einen zusätzlichen Reinigungsschritt
erspart. Die Regeneration des beladenen Waschwassers ist einfach und benötigt kei-
nen Prozessdampf. Die Regeneration geschieht durch Desorption mit Luft (Urban,
Lohmann, Girod 2012). Ein wesentlicher Vorteil gegenüber aminbasierten Wäschen
ist die unbegrenzte und kostengünstige Wasserverfügbarkeit. Darüber hinaus kön-
nen die entstehenden Abwärmen z. B. für den Fermentationsprozess genutzt werden.
Die spezifische Kapazität heutiger Anlagen liegt in einem Bereich von 300 bis 1250
m3/h. Allen Waschverfahren (chemische und physikalische Wäschen) ist eine Gast-
rocknung nachgeschaltet, die jedoch bei der Druckwechseladsorption entfällt. Bei der
Druckwechseladsorption wird das Rohbiogas auf 4 bis 7 barverdichtet und anschlie-
ßend auf unter 40°C abgekühlt, was die Adsorptionseigenschaften deutlich verbes-
sert. Danach wird das Gas durch einen Adsorber geführt, mit dem das Kohlendioxid
mit Hilfe von Kohlenmolekularsieben zurückgehalten wird. Die Regeneration der
Adsorbentien erfolgt mit einer Vakuumpumpe. Der Vorteil des Verfahrens besteht in
der hohen Standfestigkeit sowie der preisgünstigen Verfügbarkeit der Kohlenstoff-
molekularsiebe. Ebenfalls von Vorteil ist, dass die Druckwechseladsorption ohne zu-
sätzlichen Prozesswärmebedarf auskommt. Wie bereits beim Druckwasserwaschver-
fahren kann die entstehende Abwärme für den Fermentationsprozess genutzt wer-
den. Nachteilig ist die ggfs. notwendige Vorreinigung des Rohgases für den Fall ho-
her H2S-Gehalte sowie die relativ niedrigen Reinheiten (>96 %), die jedoch den ein-
schlägigen Regelwerken für die Gasnetz-Einspeisung genügen (DBFZ 2012). Als wei-
tere Möglichkeit bietet sich auch der Einsatz membranbasierter Verfahren an.
1.7 Exkurs: Bioethanolherstellung
Im Jahr 2015 wurden in Deutschland ca. 740.000 t Bioethanol produziert (Lenz et al.
2016). Als Hauptrohstoffe werden nach Lenz et al. (2016) Getreide (63 %) und Zu-
ckerrüben (36 %) eingesetzt. Die Herstellung basiert auf dem Prinzip der Vergärung.
In einem ersten Prozessschritt werden die Rohstoffe unter Zugabe von Wasser und
Enzymen zu Zucker umgewandelt. Dieser wird unter Zugabe von Hefe in einem Ver-
gärungsprozess zu Bioethanol umgewandelt. Der Reaktionsgleichung entsprechend,
entsteht prozessbedingtes CO2, das nach Herrmann, Matthes und Athmann (2012) in
hochkonzentrierter Form anfällt. Derzeit wird das CO2 ungenutzt in die Atmosphäre
geleitet. Über mögliche CO2-Abscheideverfahren liegen derzeit keine Informationen
vor.
16 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Beschreibung des Technologiefeldes CCS
1.8 Entwicklungsbedarf für CO2-Abscheidung
Hinsichtlich des Entwicklungsbedarfs für die CO2-Abscheidung wird im Folgenden
nach den möglichen Anwendungen unterschieden. Dies sind zum einen der Einsatz
von CO2-Abscheidetechniken in Kraftwerken sowie zum anderen mögliche Anwen-
dungen in der Industrie. Hinzuweisen ist auch auf den F&E-Bedarf, der in der Vor-
läuferstudie (Wietschel et al. 2010) skizziert wurde. Zwar wurden in den letzten Jah-
ren weltweit im Rahmen zahlreicher F&E-Projekte eine Vielzahl von Erkenntnissen
gewonnen, jedoch sind die seinerzeit skizzierten F&E-Empfehlungen in ihren grund-
legenden Themen nach wie vor aktuell.
1.8.1 Kraftwerksanwendungen: Chemische Wäsche
Die Hauptprobleme von Wäschen auf der Basis chemischer Absorption und mit
aminbasierten sowie anderen Lösungsmitteln beziehen sich auf folgende Punkte, die
letztendlich alle zu erhöhten Betriebs- und Kapitalkosten führen (Wietschel et al.
2010) und hinsichtlich eines zukünftigen F&E-Bedarfs Relevanz besitzen:
n Zersetzung der Lösungsmittel in Anwesenheit von Sauerstoff und anderen Fremd-
stoffen (z. B. Staub)
n Hohe Raten der Lösungsmitteldegradierung durch Reaktionen mit Schwefeldioxid
oder Stickoxid aus dem Rauchgas
n Hoher Energieverbrauch für die benötigte Regenerierung des Lösungsmittels
Weitere F&E-Themen sind:
n Konzepte zur optimalen Integration von Verfahren chemischer Absorption in den
Kraftwerksprozess (insbesondere Retrofitting)
n Erschließen von Kostensenkungspotenzialen
n Analyse von Flexibilitätseigenschaften und Möglichkeiten der Flexibilitätssteige-
rung
n Upscaling auf kommerzielle Kraftwerksgrößen (derzeit weltweit nur eine De-
monstrations-Anlage)
n Einsatz von chemischen Wäschen in gasgefeuerten Kraftwerken
1.8.2 Kraftwerksanwendungen: Oxyfuel
Wichtige Erkenntnisse wurden im Rahmen großer Forschungsprojekte (z. B.
Schwarze Pumpe, Deutschland, Callide Australien) gewonnen. Allerdings liegen der-
zeit keine Erfahrungen hinsichtlich eines großtechnischen Einsatzes im Demonstra-
tionsmaßstab vor. In Anlehnung an IEA (2016a) und Wietschel et al. (2010) wird
F&E-Bedarf zu folgenden Themen gesehen:
n Entwicklung effizienterer Luftzerlegungsanlagen
n Konzepte zur optimalen Integration in den eigentlichen Kraftwerksprozess
n Optimierung von Abscheiderate, Sauerstoffreinheit und CO2-Reinheit
n Verringerung von Lufteinbrüchen (Falschluft)
n Feuerungskonzepte (z. B. Einsatz von Schmelzkammerfeuerungen)
n Neue Brennerkonzepte
n Analyse der Machbarkeit im Rahmen eines Retrofitting
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 17Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
n Analyse von Flexibilitätseigenschaften und Möglichkeiten der Flexibilitätssteige-
rung
n Einsatz von Oxyfuel in gasgefeuerten Kraftwerken
n Sauerstoffherstellung mit neuen Verfahren (z. B. chemical looping, Membranein-
satz)
n Bau einer großtechnischen Demonstrationsanlage
1.8.3 Kraftwerksanwendungen: Pre-Combustion
Derzeit ist in Deutschland kein Neubau von kohlegefeuerten Kraftwerken geplant
(siehe Technologiefeld 2.1: Zentrale Großkraftwerke). Die Umsetzung der Pre-
combustion-Techniklinie erfordert jedoch den Neubau eines Kohlekombikraftwerks
(IGCC). Da das Pre-Combustion Verfahren für das Retrofitting bestehender kohlege-
feuerter Verbrennungskraftwerke nicht geeignet ist, besitzt sie somit auch keine Be-
deutung für den deutschen Kraftwerksbestand. Weltweit werden derzeit 10 IGCC-
Anlagen betrieben bzw. befinden sich im Bau. In einer zusammenfassenden Bewer-
tung des IGCC-Prozesses (Barnes 2013) werden die derzeitigen Probleme am Beispiel
der bestehenden Anlagen skizziert (siehe Technologiefeld 2.1: Zentrale Großkraft-
werke). Zu nennen sind z. B. mangelnde Verfügbarkeit aufgrund der hohen Anlagen-
komplexität, hohe Investitionen etc. Insgesamt ist festzustellen, dass sich das IGCC-
Konzept weltweit nicht durchgesetzt hat. Vor dem Hintergrund der derzeit weltweit
in Bau befindlichen Kohlekraftwerke, ist eine Präferenz für IGCC-Kraftwerke nicht
zu erkennen. Grundlegende Vorrausetzung für den Einsatz der Pre-combustion-
Variante ist ein effizienter, kostengünstiger IGCC-Basisprozess mit hoher Verfügbar-
keit. Mögliche F&E-Felder wurden in der Vorläuferstudie (Wietschel et al. 2010)
skizziert. Da sowohl national als auch international derzeit nicht erkennbar ist, dass
sich Kohlekombikraftwerke gegenüber konventionellen Verbrennungskraftwerken
durchsetzen werden, dürfte die Pre-Combustion-Techniklinie auf kurz- und mittel-
fristige Sicht keine Bedeutung besitzen. Die Techniklinie wird in den nachfolgenden
Ausführungen daher nicht weiter behandelt.
1.8.4 Industrieanwendungen
Schätzungsweise 27 % der weltweiten CO2-Emissionen werden nach Angaben der
IEA durch industrielle Prozesse verursacht (IEA 2016b). Etwa drei Viertel dieser
Emissionen stammen aus größeren Punktquellen der Branchen Eisen und Stahl, Ze-
ment, Raffinerien sowie sonstigen Industrieprozessen (z. B. Gasaufbereitung, H2-
Herstellung, Ammoniakherstellung etc.) (Trudeau 2011). Zukünftig wird weltweit
von einem weiteren Emissionsanstieg dieser Prozesse ausgegangen. Für das Errei-
chen ambitionierter Klimaschutzziele (2 °C-Ziel) wird von der Internationalen Ener-
gieagentur (IEA 2016a, 2016b) der Einsatz von CO2-Abscheidetechniken auch für In-
dustrieprozesse für unbedingt notwendig erachtet (siehe hierzu Kapitel 3.1).
Der Anteil der durch die Industrie verursachten CO2-Emissionen betrug in Deutsch-
land im Jahr 2015 etwa 164 Mio. t, was einem Anteil von knapp 21 % an den gesam-
ten CO2-Emissionen entspricht. Der Anteil der prozessbedingten CO2-Emissionen
innerhalb der industriellen Emissionen betrug im Jahr 2014 etwa 26,8 % (44,8 Mio.
t) (Ziesing 2016). Die Menge aller industriellen Klimagasemissionen (CO2 und weite-
re Klimagase wie Methan, Distickstoffoxid etc.) lag im Jahr 2015 bei 181 Mio. t CO2eq.
18 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Beschreibung des Technologiefeldes CCS
Der Anteil der emissionshandelspflichtigen Industrieanlagen (Anzahl 2015: 922) be-
trug nach DEHSt (2016) im Jahr 2015 ca. 123 Mio. t CO2eq. Mit einem Anteil von et-
wa 30 % (ca. 37 Mio. t) wies die Eisen- und Stahlbranche den höchsten Anteil auf, ge-
folgt von der mineralverarbeitenden Industrie mit 28,2 % (34,7 Mio. t), den Raffine-
rien mit 20,2 % (24,9 Mio. t) und der chemischen Industrie mit 14,6 % (17,8 Mio. t).
Verglichen mit dem weltweiten Emissionsanteil von ca. 27 % (siehe oben) liegt der
Anteil der vorgenannten Branchen mit 13,5 % an den gesamten deutschen Treib-
hausgasemissionen deutlich niedriger. Für das Erreichen der von der Bundesregie-
rung festgesetzten Klimagasminderungsziele ist eine deutliche Reduktion der indust-
riebedingten Emissionen erforderlich. Im Nachfolgenden werden daher Möglichkei-
ten eines Einsatzes von CCS-Techniken für ausgewählte Branchen skizziert.
1.8.4.1 Raffinerien
Mit Hilfe einer Raffinerie wird Rohöl zu vermarktungsfähigen Produkten (z. B. Ben-
zin, Heizöl, Kerosin, Schmiermittel etc.) umgewandelt. Im Gegensatz zu anderen In-
dustrieanlagen (z. B. Hochofen, Zement) wird in unterschiedlichsten Prozessen eine
große Anzahl von Produkten hergestellt. Für die Hauptprozessgruppen Destillation,
Konversion (Cracken, Coken, Reformieren) und die Nachbehandlung und Veredlung
von Produkten wird in unterschiedlicher Form Wärmeenergie benötigt. Demzufolge
verteilen sich in einer Raffinerie die dabei entstehenden CO2-Emissionen auf unter-
schiedliche Quellen (Prozessöfen, Dampferzeuger, katalytische Cracker, Wasserstoff-
herstellung). In einigen Raffinerien wird der benötige Prozessdampf in betriebseige-
nen Kraftwerken erzeugt, bei denen ein Einsatz von CCS-Technik, wie in den vorhe-
rigen Ausführungen diskutiert, möglich ist. Neben der Effizienzverbesserung von
Öfen, einer verbesserten Wärmeintegration, einer besseren Prozessführung sowie
der KWK-Nutzung wird auch der Einsatz von CO2-Abscheideverfahren (integriert in
den Raffinerieprozess) als weitere Minderungsmaßnahme diskutiert (De Coninck
und Mikunda 2010). Prinzipiell ist der Einsatz von allen derzeit diskutierten CCS-
Verfahren möglich. Für Öfen und Dampferzeuger kommen sowohl die chemische
Absorptionswäsche als auch physikalische Absorptionsverfahren in Frage. Letzteres
wird insbesondere in Kombination mit einer Vergasung von Petrolkoks diskutiert.
Ein mögliches Problem könnten die relativ niedrigen CO2-Gehalte4 des Abgasstroms
sein, was durch Aufkonzentration mit Hilfe des Oxyfuel-Verfahrens gelöst werden
könnte (Fleer 2011).
Etwa 5 bis 20 % der CO2-Emissionen resultieren aus der Herstellung von Wasser-
stoff, der für diverse Crackverfahren benötigt wird und derzeit mit Hilfe der Dampf-
reformierung von Erdgas oder durch Vergasung von schweren Raffinerierückständen
(z. B. flexi coking) produziert wird (De Coninck und Mikunda 2010). Auch hier wäre
der Einsatz von CCS-Verfahren (z. B. physikalische Wäsche) möglich.
Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass der Einsatz von verschiedenen CO2-
Abscheideverfahren in unterschiedlichen Prozessen einer Raffinerie denkbar ist. Das
gilt insbesondere für Abgasströme mit einem hohen CO2-Gehalt. Neben der fehlen-
––––
4
Der CO2-Gehalt des Abgases von Prozessöfen in der Raffinerie liegt zwischen 8 bis 10 Vol %. Der
CO2-Gehalt des Abgases von Crackern liegt bei 10 bis 20 % (vgl. Fleer 2011)
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 19Technologiebericht 2.3 CO2-Abscheidung und Speicherung
den Wirtschaftlichkeit dürfte die technische Integration dieser Verfahren in den ei-
gentlichen Raffinerieprozess ein weiteres Problem sein. Darüber hinaus ist der zu-
sätzliche apparative Aufwand zu sehen, der möglicherweise auch ein Platz- und
Raumproblem darstellt. Derzeit ist weltweit nur ein größeres Demonstrationsprojekt
(Alberta ACTL) bekannt, in dem der Einsatz von CO2-Abscheideverfahren in Raffine-
rien getestet wird (siehe Kapitel 1.5).
1.8.4.2 Stahl- und Eisen
Etwa 70 % der weltweiten Rohstahlerzeugung erfolgt mit dem emissionsrelevanten
Oxygenstahlverfahren (in der Regel Primärstahlerzeugung aus Eisenerz) und 30 %
der Erzeugung stammt aus Elektrostahlverfahren (Sekundärstahlerzeugung aus
Schrott). Die Anteile der deutschen Rohstahlerzeugung sind nach Angaben der Wirt-
schaftsvereinigung Stahl (Wirtschaftsvereinigung Stahl 2016) in etwa vergleichbar.
Ein integriertes Hüttenwerk zur Erzeugung von Oxygenstahl besteht aus einer Viel-
zahl von Anlagenkomponenten, die in der Regel Emissionsquellen sind. Größte
Punktquelle ist der Hochofen, auf den etwa zwei Drittel der Gesamtemissionen eines
integrierten Hüttenwerks entfallen (Fleer 2011). Das während des Hochofenprozes-
ses (energie- und prozessbedingt) gebildete CO2 ist Bestandteil des sogenannten
Gichtgases, das wiederum anderweitig genutzt wird (z. B. im Winderhitzer oder
Kraftwerk). Der Anteil des im Gichtgas enthaltenen Kohlendioxids hängt dabei maß-
geblich von den eingesetzten Brennstoffen bzw. Reduktionsmitteln ab und wird in
einer Bandbreite von 17 bis 25 % angegeben (Hohlfeld et al. 2011).
Für die Reduktion der CO2-Emissionen bieten sich zahlreiche Möglichkeiten an. Das
Spektrum reicht von einer verbesserten Wärmenutzung, neuen kohlebasierten Pro-
zessen (Schmelz- und Eisendirektreduktion) bis zur Substitution von Brennstoffen
(z. B. erdgasbasierte Direktreduktion) (Fleer 2011). Die Abscheidung von CO2 stellt
eine weitere Variante dar.
Diskutiert wird der Einsatz von CCS-Technologien entlang der Hochofen-Konverter-
strecke. Eine vielversprechende Möglichkeit ist das sogenannte Gichtgas-Recycling
(auch oftmals als top gas recycling bezeichnet), bei dem das CO2 durch eine chemi-
sche oder physikalische Wäsche abgeschieden und danach dem Hochofenprozess als
Reduktionsmittel wieder zugeführt wird. Durch Einblasen von Sauerstoff in den
Hochofen können der Stickstoffanteil im Gichtgas gesenkt und die Eigenschaften des
Gichtgases verbessert werden (Fleer 2011; UNIDO 2010).
Eine weitere Möglichkeit wird darin gesehen, das im Gichtgas befindliche Kohlen-
monoxid mit Hilfe einer Shift-Reaktion in CO2 umzuwandeln und dann das im Syn-
thesegas enthaltene CO2 mit Hilfe einer physikalischen Wäsche abzutrennen. Das
verbleibende H2/N2-Gemisch könnte mit Hilfe eines Gasturbinenprozesses genutzt
werden (Gielen 2003).
Direktreduktionsverfahren stellen eine weitere Option der Primärstahlherstellung
dar. Die Direktreduktion erfolgt mit einem Reduktionsgas auf Erdgasbasis. Das re-
duzierte Eisen wird anschließend mit einem Elektro-Lichtbogenofen geschmolzen.
Ein Vorteil des Verfahrens besteht darin, auf Kokereien zukünftig verzichten zu kön-
nen und damit den CO2-Auststoß deutlich zu verringern. Die aus dem Reduktions-
20 | WI, ISI, IZES (Hrsg.) Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2Beschreibung des Technologiefeldes CCS
prozess resultierenden CO2-Emissionen könnten mit herkömmlichen CCS-Verfahren
abgeschieden werden. Derzeit wesentliches Hemmnis für den Einsatz von Direktre-
duktionsverfahren ist die schlechtere Wirtschaftlichkeit und das eingeschränkte Pro-
dukteinsatzspektrum (hochwertiges Eisenerz) gegenüber herkömmlichen Oxygen-
stahlherstellungsverfahren (Fleer 2011; IEA 2010; UNIDO 2010). Am Stahlstandort
Abu Dhabi wird im Rahmen eines Forschungsprojekts (Abu Dhabi CCS project5) der-
zeit die Möglichkeit einer CO2-Abscheidung für ein Direktreduktionsverfahren im
großtechnischen Maßstab untersucht. Hierbei handelt es sich um die weltweit größte
Abscheideanlage für eine Anwendung in der Stahlbranche. Das abgeschiedene CO2
wird für die Erdölförderung eingesetzt.
Auch bei einem Schmelzreduktionsverfahren (z. B. Hlsarna Schmelztechnologie) be-
steht die Möglichkeit, CO2-Abscheideverfahren einzusetzen, da durch die Kohlever-
gasung mit reinem Sauerstoff eine relativ hohe CO2-Konzentration im Abgas erreicht
wird. Allerdings befindet sich dieses Verfahren noch in einer frühen F&E-Phase, so
dass eine Ablösung des klassischen Oxygenstahlverfahrens nicht in absehbarer Zu-
kunft zu erwarten ist (IEA 2010).
Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass es einige Möglichkeiten gibt, CO2-
Abscheideverfahren bei der Rohstahlerzeugung einzusetzen. Nach UNIDO (2010)
reicht die Bandbreite von chemischen und physikalischen Wäschen bis hin zu
Druckwechseladsorptionsverfahren und kryogenen Verfahren. Auch wird die Kom-
bination verschiedener Verfahren für möglich gehalten. Eine Beschreibung ausge-
wählter Verfahren findet sich in Pfeifer (2015).
Hinzuweisen ist auf das deutsche Forschungsprojekt Carbon2Chem6, in dem die
Nutzung der Bestandteile des Hüttengases (darunter auch CO2) für die Produktion
von Ausgangsprodukten für Kraftstoffe, Düngemittel oder Kunststoffe genutzt wer-
den. Es wird davon ausgegangen, dass die im Fokus von F&E zu untersuchenden
Nutzungsverfahren auf eine Vielzahl von Stahlstandorten weltweit übertragen wer-
den können.
1.8.4.3 Zement und Klinker
Zement ist ein hydraulisches Bindemittel, das zur Herstellung von Baustoffen einge-
setzt wird. Er enthält einen Klinkeranteil (etwa 70 %), der im sogenannten Klin-
kerbrennprozess hergestellt wird. Hierbei werden direkte CO2-Emissionen (ca. ein
Drittel) brennstoffbedingt durch den Drehofenbetrieb freigesetzt. Etwa zwei Drittel
der Emissionen sind prozessbedingt und werden im Kalzinator freigesetzt. Möglich-
keiten zur Reduzierung der CO2-Emissionen bestehen in der verfahrenstechnischen
Optimierung, einer Brennstoffsubstitution des Energieeinsatzes für den Ofenbetrieb
sowie eine Reduzierung des Klinkeranteils im Zement. Als weitere Variante ist der
Einsatz von CO2-Abscheideverfahren denkbar, indem das Abgas (ca. 14-33 Vol. %
CO2) hinter dem Klinkerofen mit Hilfe einer chemischen Wäsche abgeschieden wird
(Barker 2010; IEA 2008). Im Gegensatz zu einem Kraftwerk ist für die Regeneration
––––
5
https://www.globalccsinstitute.com/projects/abu-dhabi-ccs-project-phase-1-being-emirates-steel-
industries-esi-ccs-project
6
https://www.thyssenkrupp.com/de/carbon2chem/
Technologien für die Energiewende - Teilbericht 2 FZJ | 21Sie können auch lesen
